Нефть ва газ конлари геологияси ҳамда қидируви институти ҳузуридаги илмий даражалар берувчи dsc 24
Download 0.72 Mb. Pdf ko'rish
|
1620131743323233daraja
|
ЗАКЛЮЧЕНИЕ На основе проведенного диссертационного исследования «Геологических основ эффективного освоения и извлечения запасов углеводородов месторождений юго-восточной части Бухаро-Хивинского региона» сформулированы следующие выводы: 1. В результате геолого-геофизического изучения на исследуемой территориипо состоянию на 1 января 2020г. открыто 44 месторождения УВ- сырья, что составляет 17% от общего количества выявленных месторождений Республики Узбекистан. Показано, что из 163 перспективных площадей по всему Узбекистану числится, включая по юго-восточной части БХР инвестиционные блоки. В целом число вскрытых структур составляет 49,6%. Из 147 (56,4%) площадей 83 – подготовленные, из 181 (53 %) 96 находятся в поисковом бурении, т.е. половина площадей из общего количества по республике приходится на юго-восточную часть БХР. 2. По результатам анализа пробуренных скважин изучаемой территории определено, что из них 11 составляли параметрические скважины, 126 – поисковые, 138 – разведочные. Из пробуренных 275 поисково-разведочных скважин 94 оказались за контуром продуктивности, что свидетельствует о невысоком показателе коэффициента успешности – 34,1%. 3. Показано, что вследствие близкого расположения исследуемой территории к ЮЗОГХ восточная часть юго-восточной части БХР характеризуется широким развитием разрывных дислокаций различного масштаба. Обоснован отношение подавляющей части открытых на указанной территории залежей углеводородов к типу тектонически – экранированных ловушек. 4. Рассмотрено происхождение тектонических нарушений и охарактеризованы их два типа. Установлено, что первый тип включает нарушения, возникающие до образования залежей углеводородов, а второй – нарушения, появившиеся после образования залежей углеводородов. Выявлено, что тип нарушений способствовал скоплению и образованию залежей нефти и газа, а второй – их сохранности. 5. Аргументирована необходимость при опоисковании тектонически- экранированных учета таких факторов, как являются ли тектонические нарушения экраном, препятствующим миграции углеводородов; способствуют ли дизъюктивные нарушения скоплению углеводородов и образованию новых залежей; приурочены ли месторождения к региональному разлому; какова природа тектонических нарушений, осложняющих залежь. 45 6. Показано, что месторождения углеводородов юго-восточной части БХР относительно однородны по глубине газонефтяного и водонефтяного контактов, пластовой температуре, пористости, нефте- и газонасыщенности коллекторов, плотности нефти, газа и конденсата, по площади нефте- и газонасыщенности, общей и эффективной толщине продуктивных горизонтов; пластовому давлениюи потенциальному содержанию конденсата в составе газа. 7. Осуществлена классификация месторождений углеводородов юго- восточной части БХР по фазовому состоянию углеводородов (газовые; газоконденсатные; нефтегазоконденсатные и нефтяные) иерархическому уровню (залежи пластового, пластово-сводового; пластово-массивного типов). Рекомендовано ее использование при обоснованиии выбора объектов аналоговв процессе проведения геологоразведочных работ и разработки месторождений. 8. Определены геолого-физические факторы, являющиеся основными причинами возникновения АВПД на месторождениях юго-восточной части БХР. Обосновано, что на исследуемой территории АВПД формировались за счет комплекса причин, связанных с тектоническими напряжениями и тектоническими процессами, вызывающими сжатие и деформирование глубинных резервуаров, а также физико-химических изменений пластовых углеводородов и уплотнения пород под воздействием геостатического давления. Составлена карта распределения АВПД для использования при обосновании конструкции поисковых и разведочных скважин и методов их освоения. 9. Показана низкая эффективность разработки месторождений юго- восточной части БХР, характеризующихся небольшими темпами отбора геологических запасов газа – 1,0%, конденсата – 0,25% и нефти – 0,21%, а также низкой величиной коэффициента извлечения геологических запасов газа – 0,626, конденсата – 0,429% и нефти – 0,037. Средние показатели КИГ, КИК и КИН по степени извлечения геологических запасов углеводородов предопределяют необходимость разработки геолого-технических мероприятий по повышению эффективности эксплуатации месторождений и совершенствованию реализуемых систем разработки. 10.Путем обобщения геолого-промысловых данных длительно разрабатываемых подгазовых нефтяных залежей и их математической обработки получены зависимости коэффициента извлечения нефти от плотности сетки скважин, которые рекомендуется использовать при обосновании геолого-технических мероприятий по достижению утвержденной величины извлечения геологических запасов нефти. 11. Предложенный методический подход к обоснованию геолого- технических мероприятий по повышению степени извлечения геологических запасов газа разработан на основе сопоставления запасов газа, рассчитанных 46 статистическими и объемными методами, а также путем использования материального баланса. Превышение запасов газа по подсчитанным объемным методамнад объемами, рассчитанными методом материального баланса, свидетельствуето неполном охвате дренируемого объема пласта при реализованной системе разработки и является основанием для проведения геолого-технических мероприятий. Download 0.72 Mb. Do'stlaringiz bilan baham: 
|